RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº 012 … · 2000 2336 14712 71.9% 5.0% 5.0%...

COMISION DE TARIFAS ELECTRICASSECTOR ENERGIA Y MINAS

Av. CANADA # 1470 - SAN BORJA - LIMA 41TELEFONO 2240487 - 2240488

FAX 2240491

RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº 012-97 P/CTE

Lima, 20 de mayo de 1997

LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS

De conformidad con lo establecido en el Artículo 81 del Decreto Ley 25844 y Artículo162 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por DecretoSupremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en suSesión Nº 010-97 de fecha 14 de mayo de 1997;

RESUELVE:

Artículo Único: Aprobar la publicación del documento “Procedimiento y Cálculo de laTarifa en Barra” correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1997,concordante con la Resolución de la Comisión de Tarifas Eléctricas Nº 004-97P/CTE, el mismo que se anexa a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

SANTIAGO B. ANTUNEZ DE MAYOLO M.

Presidente

Comisión de Tarifas Eléctricas

COMISION DE TARIFAS ELECTRICASSECTOR ENERGIA Y MINAS

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PROCEDIMIENTOS Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas de Mayo 1997

1. Introducción

Con fecha 12 de abril de 1997 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó laResolución Nº004-97 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período mayo -octubre de 1997.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley deConcesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento1 (Artículo 162º),relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) dar aconocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas.Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas enBarra del período indicado.

Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SISUR. Para cada uno de ellos seincluye información detallada sobre la determinación de las tarifas, incluyendo losdatos básicos y los resultados del cálculo.

Para el caso de los sistemas aislados los criterios fueron los mismos que seutilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en losProcedimientos publicados con la Resolución Nº 028-95-P/CTE del 28 de noviembrede 1995.

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º delReglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras dereferencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores depérdidas.

El precio básico de la energía se calculó utilizando los modelos matemáticos deoptimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básicode la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costosfijos de operación de la máquina más económica para suministrar potencia de punta,incluida la conexión al sistema de transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía loscargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemasprincipales se calculó aplicando el método establecido en la Ley, que consiste endeterminar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje;definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisióneconómicamente adaptado (STEA) y el costo marginal.

1En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº25844) y a su Reglamento (D.S.Nº009-93-EM) respectivamente.

COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA - FIJACIÓN DE TARIFAS DE MAYO 1997 •• Pag 3

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización ysimulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por elArtículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clienteslibres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

2. Sistema Centro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona porel sur hasta Piura por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la regióncentral y norte del Perú se extenderá durante el presente año hasta conectar laciudad de Talara y la nueva central a gas natural de la Empresa Eléctrica de Piura,prevista para entrar en operación a fines de año.

Un evento importante en la operación del SICN será la incorporación de lageneración y demanda de Centromín Perú. Las centrales de Centromín pasarán aformar parte de las centrales despachadas por el COES cuando la Empresa ElectroAndes reciba en transferencia los activos correspondientes a la generación deCentromín y empiece a operar en forma independiente como un miembro más delCOES-SICN.

El Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución N°140-97-EM/DGE definió a laLT Chiclayo-Piura y la tercera terna de la LT Ventanilla-Chavarría como parte delSistema Principal de Transmisión (SPT) del SICN.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidosdel proceso de determinación de las tarifas en barra para el período mayo-octubre1997.

2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para elcálculo de los precios básicos en el SICN

2.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginalesesperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis deacuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, se utilizaronlos modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelosde despacho de energía para un solo nudo, permiten calcular los costos marginalesoptimizando la operación del sistema hidro-térmico con un solo embalse (el lagoJunín) en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica paraestablecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinanestrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos dehidrología de un período de 39 años (1957-1995) y la demanda esperada hasta elaño 2001. Los principales auto - productores Centromín Perú y la Refinería de Talarafueron incorporados al sistema tanto con su demanda como con su generación.

La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizó endiagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses delperíodo de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularonpara cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de



dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió ensólo dos períodos: punta y fuera de punta (media y base).

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se determinó a partir de los resultados de un estudioque se encargó para definir una metodología que permita determinar el tipo, tamañoy ubicación de la unidad más económica para suministrar el incremento de lademanda durante las horas de demanda máxima anual. El precio básico correspondea la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos deconexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.

El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar laeconomía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir dediferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incrementode la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta de unperíodo de 4 años.

Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, sedeterminó el costo total de inversión, operación y falla, y se eligió la unidad que brindael menor costo total. En este método de despacho se determinó simultáneamente elmargen de reserva teórico para un nivel de seguridad de 98%.

Se determinó que la unidad de punta más económica para suministrar potenciadurante las horas de máxima demanda anual, en el caso del SICN, es una turbina agas.

2.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variablesde operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costosmarginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego ladeterminación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración deprecios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1997-2001 se consideraron las previsiones de demanda propuestaspor el COES-SICN. El año 1996 fue elegido como año de demanda base.

La demanda considerada se resume en el Cuadro N° 2.1.



Cuadro N° 2.1

F IJACI O N D E T A R IFAS : MAYO 1997S ISTEM A I N T E R C O N E C T A D O C E N T R O N O R T E

Proyección de la Dem a n d a1997 - 2001

A ñ o Max . Demanda Consumo Anua l F .C. Tasa de CrecimientoM W G W h % Potencia Energía

1995 1797 11045 70.2%1996 1774 11083 71.3% -1.3% 0.3%

1997 (*) 2009 12174 69.2% 13.2% 9.8%1998 2122 13368 71.9% 5.6% 9.8%1999 2224 14008 71.9% 4.8% 4.8%2000 2336 14712 71.9% 5.0% 5.0%2001 2453 15450 71.9% 5.0% 5.0%

(*) Incorporación de Centromín Perú y Talara desde junio de 1997.

Durante el año 1997 se produce una tasa singular de incremento en la demanda porla incorporación de las cargas de Centromín y Talara: 13,2 % en potencia y 9.8% enenergía.

2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijación tarifaria semuestra en el Cuadro Nº 2.2. La configuración de este programa resulta deconsiderar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatroaños, para abastecer la demanda de manera económica.

Cuadro Nº 2.2

PROGRAMA DE EQUIPAMIENTOPeriodo 1997-2001

FECHA DE INGRESO

PROYECTO

Abr. 1997 TGx150MW Ventanilla Nº3

Jun. 1997Incorporación al COES-SICN de las centrales de ELECTROANDES (Centromín Perú).

Jul. 1997Incorporación al COES-SICN de las centrales de Talara (TGNx30MW de Malacas).

Jul. 1997 TGx150MW Ventanilla Nº4

Ago. 1997 CHx12.5MW Curumuy

Nov. 1997 CHx34MW Gallito Ciego

Ene. 1998 TGNx80MW Gas Natural de Talara.TGx45MW de Malacas operando con Diesel Nº2.

Mar. 1998 TGNx155MW Gas Natural de Aguaytía.

Jun. 1999 TGx100MW Compromiso de Privatización de EGENOR.

Ene. 2000 TGNx150MW Central de Camisea Nº1.

Ene. 2001 TGNx150MW Central de Camisea Nº2.Notas :

TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.TGN : Turbinas de Gas operando con Gas Natural.

GD : Grupos Diesel operando con Diesel Nº2.CH : Centrales Hidráulicas.

Para la presente regulación se ha utilizado el plan de obras de noviembre 1996debido a que se mantiene vigente el compromiso entre Shell y el Gobierno Peruanode comenzar la producción de energía eléctrica en Camisea a inicios del año 2000.



Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto el ingreso de la líneade transmisión a 220 kV Piura - Talara en julio 1997 y la tercera terna de la LT a 220kV Ventanilla - Chavarría en abril 1997. La LT Piura - Talara permitirá incorporar alSICN las unidades existentes y futuras de la Central de Malacas.

La incorporación de las centrales de Centromín Perú (ELECTRO ANDES) a partir dejunio de 1997 se da por la separación definitiva de las actividades de Generación yMinería que actualmente realiza Centromín Perú a raíz de la venta de dichascentrales.

El Cuadro Nº 2.3 presenta la información disponible de las centrales hidroeléctricasque actualmente operan en el Sistema Interconectado Centro Norte.

Cuadro Nº 2.3

F IJACION DE TARIFAS : MAYO 1997S ISTEMA I N T E R C O N E C T A D O C E N T R O N O R T EC E N T R A L E S H IDROELECTRICAS EX ISTENTES

Central P ropietarioPotencia Efect iva

M W

Energía M e d ia G W h

Factor de

P lanta

C a u d a l Turbinable

m 3 /seg

R e n d imiento k W h / m 3

Cahua E G E C A H U A 41.5 283.9 78 .1% 21.1 0.546

Cañon de l Pato E G E N O R 135.0 913.3 77 .2% 43.2 0.868

Carhuaquero E G E N O R 75.0 470.9 71 .7% 19.5 1.068

Mantaro E L E C T R O P E R U 580.0 4,670.0 91 .9% 89.3 1.804

Rest i tución E L E C T R O P E R U 200.0 1,600.0 91 .3% 89.3 0.622

C a l lahuanca E D E G E L 71.0 531.2 85 .4% 18.2 1.084

Huampaní E D E G E L 29.0 146.0 57 .5% 16.8 0.479

H u inco E D E G E L 240.0 914.6 43 .5% 23.3 2.863

Matucana E D E G E L 120.0 727.3 69 .2% 14.3 2.331

Moyopampa E D E G E L 60.0 504.7 96 .0% 16.9 0.986

M a lpaso E L E C T R O A N D E S 44.0 236.8 61 .4% 66.0 0.185

O roya E L E C T R O A N D E S 9.0 46.4 58 .9% 6.3 0.397

Pachachaca E L E C T R O A N D E S 12.0 41.3 39 .3% 8.4 0.397

Yaup i E L E C T R O A N D E S 100.0 785.1 89 .6% 24.6 1.157

Total 1,716.5 11,871.5 79 .0%

Notas : Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporc ionado por e l COES.

La Energía de las Centra les Hidrául icas determinadas según el Plan Referencia l

y a justadas con los Datos y Resul tados del Mode lo JUNIN.

En el Cuadro Nº 2.3, se observa que la energía media anual disponible en lascentrales hidráulicas, alcanza los 11872 GWh, mientras que el consumo de energíaesperado para el año 1997 se estima en 12174 GWh, es decir 302 GWh superior, locual en el año medio sería cubierto por centrales térmicas.

Considerando que entre los años 1997 y 2001 no se prevé la incorporación de unagran central hidráulica, se estima que los incrementos del consumo serán satisfechospor las centrales térmicas actuales y futuras a instalarse.

En el Cuadro Nº 2.4 a continuación se presenta la capacidad, combustible utilizado yrendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del Sistema InterconectadoCentro Norte.



Cuadro Nº 2.4

F IJA C I O N D E T A R IFAS : MAYO 1997S I S T E M A I N T E R C O N E C T A D O C E N T R O N O R T E

C E N T R A L E S T É R M ICAS EX ISTENTES

C e n tral Propietar ioPotencia Efect iva

M WC o m b u s tib le

R e n d imiento U n d ./kW h

T G C h imbote E G E N O R 58.7 D iesel Nº2 0.338

T G T rujillo E G E N O R 19.9 D iesel Nº2 0.338

T G P iura E G E N O R 20.4 D iesel Nº2 0.328

TG Santa Rosa UTI E D E G E L 103.2 D iesel Nº2 0.289

TG San ta Rosa BBC E D E G E L 36.6 D iesel Nº2 0.501

TG Santa Rosa W T G E D E G E L 120.0 D iesel Nº2 0.271

G D P iura E G E N O R 22.3 D iesel Nº2 0.231

G D C h iclayo E G E N O R 19.0 D iesel Nº2 0.231

G D S u llana E G E N O R 7.6 D iesel Nº2 0.241

G D P a ita E G E N O R 7.9 D iesel Nº2 0.241

TG Ventan illa 1 E T E V E N S A 96.1 D iesel Nº2 0.263

TG Ventan illa 2 E T E V E N S A 98.7 D iesel Nº2 0.263

TV Trupal T R U P A L 11.0 PIAV 0.549

T G N M a lacas T A L A R A 45.0 Gas Natura l 20.000

Total 666.4

N o tas :T G : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.

T G N : Turbinas de Gas operando con Gas Natura l .

G D : G rupos Diesel operando con Diesel Nº2.

PIAV : Petróleo Industr ial de Alta Viscocidad (500).

Und.: Kg. para e l Diesel Nº2 y el PIAV. pies cúbicos (pc) para el Gas Natural .

2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)2

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionadosdirectamente a la energía producida por cada unidad térmica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) yCostos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de launidad térmica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina comoel producto del rendimiento de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza DieselNº2 como combustible el rendimiento se expresa en Kg./kWh) por el costo delcombustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y vieneexpresado en US$/MWh o mils/kWh3.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociadodirectamente al combustible, pero en el cual incurre la unidad térmica por cadaunidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de

2 El tipo de cambio considerado para los cálculos es de 2,65 S/./US$3 Un mil = 1 milésimo de US$.



costos totales de las unidades térmicas (sin incluir el combustible) para cada régimende operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias deoperación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como larelación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energíaproducida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades térmicas, comolos Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad térmica, para unrégimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operaciónpromedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.5 muestra losresultados del procedimiento.

Cuadro Nº 2.5

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTECostos Variables No Combustible

CENTRALCVNC

US$/MWhMáquinas Existentes

TG Chimbote 2.70TG Trujillo 2.70TG Piura 2.70Santa Rosa UTI 7.07Santa Rosa BBC 6.30GD D2 Nº1 Piura 7.11GD D2 Nº2 Chiclayo 7.04GD D2 Nº3 Sullana 7.30GD D2 Nº4 Paita 7.54TG Ventanilla 1 3.32TG Ventanilla 2 3.32TG Malacas (Diesel Nº2) 2.52

TV Trupal 8.00

Máquinas Nuevas

Santa Rosa WTG 4.10TG Ventanilla N°3 4.00TG Ventanilla N°4 4.00TG EGENOR 4.00TGN Malacas 2.25TGN Talara 2.25TGN Aguaytía 2.25TGN Camisea 2.25

NOTASCFNC : Costo Fijo No Combustible.CVNC : Costo Variable No Combustible.

N/D : Información No Disponible.

En lo relativo al CVC de los combustibles líquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV)el precio utilizado considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano,agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (modelosJUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios de combustibles líquidos losfijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas a nivel nacional.

El Cuadro N° 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en laciudad de Lima (Planta Callao) al 31 de marzo de 1997.



Cuadro Nº 2.6

Precio de Combustibles en Lima

Item Unidad Diesel Nº2 Residual Nº6 PIAVPrecio Vigente S/./Gln 1.96 1.15 1.11Precio Vigente US$/Barril 31.06 18.23 17.59Precio Vigente US$/Ton 227.72 120.14 113.98

Densidad kg/Gln 3.248 3.612 3.675

Tipo de Cambio S/./US$. 2.650

Fuente : Precios Petroperú en Planta Callao al 20 de Marzo 1997.

En el caso del Gas Natural, se considera como precio del combustible en la central,aquel precio fijado/determinado en la boca de pozo o planta de separaciónmultiplicado por un factor que considere únicamente las pérdidas de transporte en elducto que une el pozo a la central (en este caso se considera como parte de lapérdida de transporte las extracciones que se hacen a lo largo del ducto por lasunidades de bombeo). Los peajes por el ducto de transporte se consideran comocostos fijos de las centrales generadoras y no se incorporan en el costo variable deproducción de la electricidad.

Debido a que el gas natural por su naturaleza no presenta características de libredisponibilidad y comercialización como en el caso de los combustibles líquidos, esnecesario que el valor a adoptar como precio de referencia refleje una señaleconómica eficiente que promueva la competencia del producto y la adaptacióneconómica del parque generador. Por esta razón se propone que en la determinacióndel precio de referencia del gas natural, se consideren los contratos de productor aconsumidor final que se realicen en condiciones de competencia e igualdad paratodos los usuarios y cuyo periodo contractual no sea menor de 15 años.

Para la presente fijación de tarifas eléctricas se ha adoptado como referencia para elvalor del gas natural seco el precio medio anual proyectado del barril del ResidualFuel Oil (PRFO) al 0.7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los EstadosUnidos de Norteamérica, estimado para los próximos 4 trimestres por la revista“Petroleum Market Analysis” de Bonner & Moore Associates Inc.. De acuerdo a lainformación disponible a la fecha del cálculo de la tarifa el valor del PRFOcorresponde a 17,15 US$/Barril.

Para el caso de la Central Térmica de Talara que utiliza el gas natural seco comocombustible, el precio máximo adoptado para dicho gas puesto en la central, enUS$/kpc, se ha asumido igual a 0,115*PRFO, es decir 0,115*17,15 = 1,972 US$/kpc.

Para el caso de las centrales térmicas de Aguaytía y Camisea que utilizan el gasnatural seco como combustible, el precio máximo adoptado para el gas puesto en lacentral, en US$/kpc, se ha asumido igual a 0,10*PRFO, es decir 1,715 US$/kpc.

Los valores anteriores se encuentran dentro del rango de precios determinado en losestudios efectuados por la Comisión de Tarifas Eléctricas hasta la fecha.

Tomando como referencia la información del Cuadro Nº 2.6 y agregándole los fleteshasta cada central eléctrica, se determinan los costos de combustibles puestos en lacentral. Este resultado se muestra en el Cuadro Nº 2.7.

Con los precios anteriores y los rendimientos del Cuadro N° 2.4 se determinan loscostos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el CuadroN° 2.8



Cuadro Nº 2.7

Costos Locales de Combustible

Central Base Otros(1) TotalMáquinas Existentes

TG Chimbote 227.7 5.5% 240.2TG Trujillo 227.7 5.5% 240.2TG Piura 227.7 6.1% 241.7Santa Rosa UTI 227.7 2.2% 232.7Santa Rosa BBC 227.7 2.2% 232.8GD D2 Nº1 Piura 227.7 6.1% 241.7GD D2 Nº2 Chiclayo 227.7 5.9% 241.2GD D2 Nº3 Sullana 227.7 7.6% 245.1GD D2 Nº4 Paita 227.7 8.6% 247.2TG Ventanilla 1 227.7 2.1% 232.5TG Ventanilla 2 227.7 2.1% 232.5TG Malacas (Diesel Nº2) 227.7 3.6% 236.0TV Trupal 114.0 14.9% 131.0

Máquinas NuevasSanta Rosa WTG 227.7 2.2% 232.7TG Ventanilla N°3 227.7 2.1% 232.5TG Ventanilla N°4 227.7 2.1% 232.5TG EGENOR 227.7 2.2% 232.7TGN Malacas 1.972 0.0% 1.972TGN Talara 1.972 0.0% 1.972TGN Aguaytía 1.715 0.0% 1.715TGN Camisea 1.715 0.0% 1.715

Nota:(1) Otros Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks.(2) El Precio del Diesel Nº2 está expresado en US$/Ton.(3) El Precio del Gas Natural está expresado en US$/kpc.

Cuadro N° 2.8

Costos Variables de Operación

Consumo Costo del CVC CVNC CVTCentral Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Máquinas ExistentesTG Chimbote 0.338 240.2 81.19 2.70 83.89TG Trujillo 0.338 240.2 81.19 2.70 83.89TG Piura 0.328 241.7 79.26 2.70 81.96Santa Rosa UTI 0.289 232.7 67.24 7.07 74.31Santa Rosa BBC 0.501 232.8 116.65 6.30 122.95GD D2 Nº1 Piura 0.231 241.7 55.82 7.11 62.93GD D2 Nº2 Chiclayo 0.231 241.2 55.72 7.04 62.76GD D2 Nº3 Sullana 0.241 245.1 59.07 7.30 66.37GD D2 Nº4 Paita 0.241 247.2 59.57 7.54 67.11TG Ventanilla 1 0.262 232.5 60.92 3.32 64.24TG Ventanilla 2 0.262 232.5 60.92 3.32 64.24TG Malacas (Diesel Nº2) 0.446 236.0 105.24 2.52 107.76TV Trupal 0.549 131.0 71.90 8.00 79.90

Máquinas NuevasSanta Rosa WTG 0.271 232.7 63.06 4.10 67.16TG Ventanilla N°3 0.230 232.5 53.48 4.00 57.48TG Ventanilla N°4 0.230 232.5 53.48 4.00 57.48TG EGENOR 0.270 232.7 62.82 4.00 66.82TGN Malacas 20.00 1.972 39.44 2.25 41.69TGN Talara 10.70 1.972 21.10 2.25 23.35TGN Aguaytía 10.75 1.715 18.44 2.25 20.69TGN Camisea 10.75 1.715 18.44 2.25 20.69

NOTASConsumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = KPC/MWh.

Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/KPC.



2.1.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo de racionamientoestablecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas para la anterior fijación de Preciosen Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Los Cuadros Nos 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potencia y energíarespectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte,calculados de acuerdo a lo dispuesto por el Art. 47º de la Ley de ConcesionesEléctricas.

El costo básico de potencia se determinó como la suma de la inversión anual más loscostos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para elSICN se ha definido la central de punta como una turbina a gas de 100 MW depotencia (ISO) ubicada en Lima.

La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de lacentral de punta (generador más conexión a la red).

El factor para considerar la indisponibilidad teórica del sistema eléctrico se hadeterminado que es igual a 1,255. Este valor se utiliza para determinar el PrecioBásico de Potencia a partir de la anualidad de la inversión y los costos anuales fijosde operación y mantenimiento de la planta de punta como se indica más abajo.

En los costos de la central de punta utilizada para calcular el precio básico depotencia se consideran los Costos Fijos No Combustible (CFNC) de la máquinaseleccionada. El CFNC anual para la máquina de punta asciende a 0,875 millonesde US$ por año y se encuentra incorporado en el rubro "Otros" del Cuadro Nº 2.9.

El Precio Básico de Potencia se determinó como el cociente del costo básico depotencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 79,32US$/kW-año.

Cuadro Nº 2.9

Precio Básico de la Potencia de Punta

(Ubicación : Lima 220 kV)U S $ /kW -año

Costos Fi jos (*)Generador Conexión Personal O tros Total

1 Costo Total : Mi l lon US$ 31.577 2.590 34.1672 M il lón US$/Año 4.227 0.321 0.399 0.875 5.8233 Sin MRT : US$/kW -año 45.89 3.49 4.33 9.50 63.214 Con MRT : US$/kW -año 57.59 4.38 5.43 11.92 79.32

Acumulado : US$/kW -año 57.59 61.97 67.40 79.32

Notas: 1. Costo de una unidad de 100 MW (ISO) con su respectiva Conexión al Sistema.2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%.3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir el márgen de reserva teórico del sistema (MRT). La Potencia efectiva en Lima es 92.13% de la Potencia ISO.4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,255).(*) Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Mantenimiento de la unidad de punta en un año.



El Cuadro Nº 2.10 presenta el precio básico de la energía a nivel de la barra baseLima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SICNpara los próximos 48 meses (modelos JUNRED y JUNTAR).

Cuadro Nº 2.10

Precio Básico de la EnergíaBarra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)

Año Mes Punta F.Punta Total P/FP

1997 Mayo 57.33 26.09 32.92 2.20

2.2 Cargos por Transmisión

2.2.1 Sistema Principal de Transmisión

Con fecha 18 de abril de 1997 el Ministerio de Energía y Minas mediante ResoluciónMinisterial N°140-97-EM/DGE definió como parte del sistema principal de transmisiónlos tramos de línea de transmisión siguientes:

• Tercera Terna de la LT a 220 kV Ventanilla-Chavarría, a partir de la ampliaciónde la Central Térmica de Ventanilla.

• LT a 220 kV Chiclayo-Piura, a partir de la interconexión de la Central a Gasexistente en Talara al SICN.

El Sistema Principal de Transmisión del SICN comprenderá el sistema costero a 220kV que se extiende desde la sub-estación San Juan a 220 kV en Lima, hasta la sub-estación Piura Oeste a 220 kV en Piura.

La definición del SPT influye en la determinación del peaje de conexión y peajessecundarios del SICN. Con el objeto de considerar lo establecido en la R.M. N° 140-97-EM/DGE, se han preparado dos conjuntos de peajes. El primer conjunto considerael Sistema Principal de Transmisión en actual vigencia, el segundo considera el SPTmodificado por la incorporación de los tramos de línea indicados arriba.

2.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

El Valor Nuevo de Reemplazo de los componentes del sistema de transmisión delSistema Interconectado Centro Norte se mantiene similar al utilizado en la últimaregulación de peajes. Los valores totales correspondientes al Sistema Principal y alSistema Secundario de Transmisión se muestran en el Cuadro N° 2.11



Cuadro Nº 2.11

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEVNR : Valor Nuevo de Reemplazo

(en millones de US$)

DE BARRA A BARRA Km Líneas Compen Total

PIURA OESTE TALARA 115.0 12.748 12.748

CHICLAYO OESTE PIURA OESTE 211.2 20.926

SVC 20 MVAR 1.525 22.451GUADALUPE CHICLAYO OESTE 83.6 9.928

SVC 30 MVAR 3.374 13.302

TRUJILLO NORTE GUADALUPE 103.2 11.440

SVC 20 MVAR 1.684 13.124

CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE 134.0 14.914

SVC 40 MVAR 2.913 17.827

PARAMONGA CHIMBOTE 1 221.2 22.976

35 MVAR Condensadores 1.269 24.245

ZAPALLAL PARAMONGA 157.2 17.087

SVC 20 MVAR 1.820 18.907

VENTANILLA ZAPALLAL 25.0 5.141 5.141

CHAVARRIA VENTANILLA (1) 15.0 10.256 10.256SANTA ROSA CHAVARRIA 8.4 4.527 4.527

SAN JUAN SANTA ROSA 26.3 6.662

35 MVA + SVC 30 MVAR 2.356 9.018

INDEPENDENCIA SAN JUAN 215.5 23.366

20 MVA REAC+CS 2.571 25.936

ICA INDEPENDENCIA 55.2 7.018 7.018

MARCONA ICA 155.0 15.516 15.516

Totales para el Sistema Interconectado Centro Norte Total Sistema Principal de Transmisión 985.1 123.857 14.941 138.798

Total Sistema Secundario de Transmisión 540.7 58.647 2.571 61.218

Total Sistema de Transmisión 1525.8 182.504 17.512 200.015

Totales Considerando la R.M. Nº140-97-EM/DGE

Total Sistema Principal de Transmisión 773.9 99.512 13.416 112.928

Total Sistema Secundario de Transmisión 751.9 79.573 4.095 83.668

Total Sistema de Transmisión 1525.8 179.085 17.512 196.596

Sin modificación del SPT, el VNR de la LT Ventanilla-Chavarría resulta sólo: 6,837 millones de US$

2.2.3 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM)

A partir de la presente fijación de tarifas el VNR de ETECEN se ha incrementado porla incorporación de las líneas de transmisión y sub-estaciones del complejo Mantaro,transferidas por Electroperú en agosto de 1996. Dadas las características y medioambiente en que operan las líneas y sub-estaciones transferidas, el incremento delos costos de operación y mantenimiento no ha subido en la misma proporción que elVNR, lo cual equivale a una reducción efectiva del porcentaje del COyM (con relaciónal monto del VNR).



Para la presente fijación de tarifas se ha estimado el COyM de ETECEN como el2.5% del Valor Nuevo de Reemplazo de sus instalaciones.

2.2.4 Factores de Pérdidas

Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía apartir de las barras de referencia se han calculado considerando el despachoeconómico del sistema mediante simulaciones detalladas del flujo de potencia en laslíneas de transmisión. Los resultados se presentan en el Cuadro N° 2.12

Cuadro Nº 2.12

F A C T O R E S D E P E R D IDAS

POTENCIA E N E R G IAB A R R A S B A S E Base Base

Santa Rosa Santa RosaTALARA 0.9959 1.0500P IURA OESTE 1.0030 1.0581CHICLAYO OESTE 1.0107 1.0544G U A D A L U P E 1.0200 1.0599TRUJ ILLO NORTE 1.0332 1.0626C H I M B O T E 1.0084 1.0349P A R A M O N G A 0.9961 1.0113ZAPALLAL 0.9887 0.9936V E N T A N ILLA 0.9950 0.9988CHAVARRIA 1.0000 1.0000S A N T A R O S A 1.0000 1.0000S A N J U A N L S 1.0000 1.0000INDEPENDENCIA 0.9645 0.9641ICA 0.9729 0.9713M A R C O N A 0.9765 0.9745M A N T A R O 0.9193 0.9231H U A Y U C A C H I 0.9399 0.9426P A C H A C H A C A 0.9658 0.9672HUANCAVELICA 0.9329 0.9354CALLAHUANCA ELP 0.9734 0.9762HUALLANCA 0.9734 0.9898

2.2.5 Ingreso Tarifario, IT

Dado el conjunto de precios en las principales sub-estaciones, determinado a partirdel precio básico de la energía y los factores de pérdidas de la sección anterior, sehan evaluado los ingresos tarifarios anuales de cada una de las líneas.

Los resultados del ingreso tarifario indican que la mayoría de las líneas poseen un ITnegativo. Dado que para efectos del cálculo del peaje sólo se deben tener en cuentalos IT positivos, el IT total del sistema principal resulta en un monto mínimo queasciende sólo a 40 mil US$. Ver Cuadro N° 2.13



Cuadro N° 2.13

I N G R E S O S T A R I F A R IOS M illó n U S $ /Año

Envio Recepcion Potencia Energía T o talP I U R A O E S T E TALARA -0.146 -0.439 -0.585

C H I C L A Y O O E S T E P I U R A O E S T E -0.252 -0.849 -1.101S V C 2 0 M V A R

G U A D A L U P E C H I C L A Y O O E S T E -0.123 -0.451 -0.574S V C 3 0 M V A R

TRUJ ILLO NORTE G U A D A L U P E -0.148 -0.889 -1.037S V C 2 0 M V A R

C H I M B O T E 1 TRUJ ILLO NORTE -0.167 -1.436 -1.604S V C 4 0 M V A R

P A R A M O N G A C H I M B O T E 1 -0.661 -2.071 -2.73235 MVAR Condensad.

ZAPALLAL P A R A M O N G A -0.510 -1.552 -2.061S V C 2 0 M V A R

VENTANILLA ZAPALLAL 0.002 -0.008 -0.006CHAVARRIA VENTANILLA 0.054 -0.014 0.040S A N T A R O S A CHAVARRIA -0.005 -0.018 -0.023SAN JUAN 1 S A N T A R O S A -0.002 -0.456 -0.458

3 5 M V A R + S V C 3 0 M V A RI N D E P E N D E N C IA SAN JUAN 2 -0.363 -1.179 -1.542

2 0 M V A R R E A C + C SICA I N D E P E N D E N C IA 0.003 0.006 0.009M A R C O N A ICA -0.031 -0.099 -0.130

2.2.6 Peaje de Conexión del Sistema Principal de Transmisión y Peaje Secundario

2.2.6.1 Peaje de Conexión

El peaje total de transmisión se calcula como:

Peaje aVNR COyM IT= + −

Donde aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema deTransmisión

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario, siempre y cuando sea positivo

El peaje de conexión unitario se calcula dividiendo el resultado anterior entre lamáxima demanda esperada para el año. Para el presente caso se ha considerado lamáxima demanda estimada por el COES: 2009 MW.

Con el VNR reconocido por el sistema de transmisión y los costos de operación ymantenimiento señalados anteriormente, el peaje de conexión al sistema principal detransmisión resulta:

• Para el caso del SPT actual: 8,36 US$/kW-año

• Para el caso del SPT ampliado de conformidad con la Resolución N°140-97-EM/DGE del Ministerio de Energía y Minas: 10,28 US$/kW-año



El Cuadro Nº 2.14 muestra el resultado del cálculo de peajes de conexión para lasdos situaciones indicadas

Cuadro Nº 2.14

PEAJE DE CONEXION

Sistema Principal de Transmisión Actual

Costo Anual 16.803 Millón US$/AñoMáxima Demanda 2009 MW

Peaje Unitario 8.364 US$/kW-Año

Considerando la R.M. N°140-97-EM/DGE

Costo Anual 20.661 Millón US$/AñoMáxima Demanda 2009 MW


2.2.6.2 Peaje Secundario

Para el caso de los sistemas secundarios los resultados se muestran en los cuadrosde precios en barra que se presentan más adelante.

2.3 Tarifas en Barra

La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudadde Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representaalrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen lossistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el precio básicode la potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV (San Juan,Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta la ubicación más conveniente para instalarcapacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

2.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, obtenidas expandiendo losprecios básicos con los respectivos factores de pérdidas, se muestran en el CuadroN° 2.15 para el caso del Sistema Principal de Transmisión ampliado según R.M. Nº140-97-EM/DGE. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisión.



Cuadro N° 2.15

TARIFAS TEORICAS - MONEDA EXTRANJERAPPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWhTALARA 6.25 0.81 7.06 6.02 2.74PIURA OESTE 6.29 0.81 7.10 6.07 2.76CHICLAYO OESTE 6.34 0.81 7.15 6.05 2.75GUADALUPE 6.40 0.81 7.21 6.08 2.77TRUJILLO NORTE 6.48 0.81 7.29 6.09 2.77CHIMBOTE 6.32 0.81 7.14 5.93 2.70PARAMONGA 6.25 0.81 7.06 5.80 2.64ZAPALLAL 6.20 0.81 7.01 5.70 2.59VENTANILLA 6.24 0.81 7.05 5.73 2.61CHAVARRIA 6.27 0.81 7.09 5.73 2.61SANTA ROSA 6.27 0.81 7.09 5.73 2.61SAN JUAN LS 6.27 0.81 7.09 5.73 2.61INDEPENDENCIA 6.05 0.81 6.86 5.53 2.52ICA 6.10 0.81 6.92 0.16 5.57 2.53MARCONA 6.12 0.81 6.94 0.51 5.59 2.54MANTARO 5.77 0.81 6.58 5.29 2.41HUAYUCACHI 5.90 0.81 6.71 5.40 2.46PACHACHACA 6.06 0.81 6.87 5.55 2.52HUANCAVELICA 5.85 0.81 6.66 5.36 2.44CALLAHUANCA ELP 6.11 0.81 6.92 5.60 2.55HUALLANCA 6.11 0.81 6.92 5.67 2.58

Tipo de Cambio 2.65 S/./US$ F.C. 71.0% %EHP 21.9%Notas

PPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmsión

PPB Precio de Potencia en BarraCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.Promedio = PPB / (7.2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE

2.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los precios teóricoscon el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del SPT ampliado, el precio libre promedio resulta 11,556 céntimos deS/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse adicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 2.3.1, el precioponderado resultante es 10,583 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambosprecios resulta 0,916. Esta relación demuestra que los precios teóricos no difieren enmás del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual las tarifas teóricas sehan adoptado como Tarifas en Barra definitivas.

El Cuadro N° 2.16 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricosy libres para el caso del Sistema Principal de Transmisión ampliado según R.M. Nº140-97-EM/DGE.



Cuadro Nº 2.16

Comparación Precio Libre vs Precio TeóricoValores del Ultimo Semestre

Venta de Energía Facturación : Millón Soles Precio Medio : Ctm.S/./kWh ComparaciónEmpresas GWh Participación Libre Teórico Libre Teórico Teórico/Libre

Edelnor 414.537 26.0% 47.580 45.877 11.478 11.067 -3.58%Luz del Sur 441.299 27.7% 52.651 50.311 11.931 11.401 -4.44%ElectroCentro 70.691 4.4% 7.919 7.691 11.203 10.880 -2.88%Edegel 21.030 1.3% 2.318 1.909 11.022 9.079 -17.63%ElectroSurMedio 18.491 1.2% 2.421 2.361 13.094 12.768 -2.49%Hidrandina 43.555 2.7% 6.393 6.228 14.677 14.300 -2.57%UEN-Huacho 9.924 0.6% 1.041 0.996 10.494 10.036 -4.37%Clientes ELP 358.947 22.5% 39.109 32.197 10.896 8.970 -17.67%Clientes EGENOR 201.139 12.6% 23.065 19.019 11.467 9.456 -17.54%Clientes CAHUA 15.596 1.0% 1.837 2.237 11.781 14.345 21.76%

Total 1,595.209 100.0% 184.335 168.828 11.556 10.583 -8.41%

Resumen de la ComparaciónPrecio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 11.556 Cent.S/./kWhPrecio Teórico 10.583 Cent.S/./kWhComparación 0.916 Teórico/Libre

Factor de Ajuste 1.000

2.3.3 Tarifas en Barra

Considerando el resultado del punto anterior, las tarifas del Cuadro N° 2.15constituyen las Tarifas en Barra aplicables en la presente fijación de tarifas para elcaso del SPT ampliado que establece la R.M. N°140-97-EM/DGE.

El Cuadro N° 2.17 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.15, expresadas ennuevos soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 1997: 2,650S/./US$

Cuadro Nº 2.17

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONALFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1.000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWhTALARA 16.55 2.16 18.71 15.95 7.26PIURA OESTE 16.67 2.16 18.83 16.08 7.32CHICLAYO OESTE 16.80 2.16 18.95 16.02 7.29GUADALUPE 16.95 2.16 19.11 16.10 7.33TRUJILLO NORTE 17.17 2.16 19.33 16.14 7.35CHIMBOTE 16.76 2.16 18.92 15.72 7.16PARAMONGA 16.56 2.16 18.71 15.36 6.99ZAPALLAL 16.43 2.16 18.59 15.10 6.87VENTANILLA 16.54 2.16 18.69 15.17 6.91CHAVARRIA 16.62 2.16 18.78 15.19 6.91SANTA ROSA 16.62 2.16 18.78 15.19 6.91SAN JUAN LS 16.62 2.16 18.78 15.19 6.91INDEPENDENCIA 16.03 2.16 18.19 14.65 6.67ICA 16.17 2.16 18.33 0.42 14.76 6.72MARCONA 16.23 2.16 18.39 1.36 14.81 6.74MANTARO 15.28 2.16 17.43 14.02 6.38HUAYUCACHI 15.62 2.16 17.78 14.32 6.52PACHACHACA 16.05 2.16 18.21 14.69 6.69HUANCAVELICA 15.51 2.16 17.66 14.21 6.47CALLAHUANCA ELP 16.18 2.16 18.33 14.83 6.75HUALLANCA 16.18 2.16 18.33 15.04 6.84

NotasPPM Precio de Potencia Marginal.

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (Fijado en Mayo de cada año).PPB Precio de Potencia en Barra.

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fijado en Mayo de cada año).PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta.PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.Promedio = PPB / (7.2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE



Con el Sistema Principal de Transmisión actual, antes de entrar en vigencia lodispuesto por la Resolución N°140-97-EM/DGE, la Tarifa en Barra resulta como semuestra en el Cuadro Nº2.18.

Cuadro N° 2.18

T A R IFA S E N B A R R A - M O N E D A N A C IONALFactor de Ajuste P P M P C S P T P P B C P S E E P E M P P E M F P

1.000 S/./kW -mes S/./kW -mes S/./kW -mes ctm .S/./kW h ctm .S/./kW h ctm .S/./kW hT A L A R A 16.55 1.75 18.31 1.36 15.96 7.26P IURA OESTE 16.67 1.75 18.42 1.36 16.08 7.32C H I C L A Y O O E S T E 16.80 1.75 18.55 16.02 7.29G U A D A L U P E 16.95 1.75 18.71 16.11 7.33TRUJ ILLO NORTE 17.17 1.75 18.93 16.15 7.35C H I M B O T E 16.76 1.75 18.51 15.73 7.16P A R A M O N G A 16.56 1.75 18.31 15.36 6.99ZAPALLAL 16.43 1.75 18.19 15.10 6.87VENTANILLA 16.54 1.75 18.29 15.17 6.91C H A V A R R I A 16.62 1.75 18.37 15.19 6.91S A N T A R O S A 16.62 1.75 18.37 15.19 6.91S A N J U A N L S 16.62 1.75 18.37 15.19 6.91INDEPENDENCIA 16.03 1.75 17.78 14.65 6.67ICA 16.17 1.75 17.92 0.42 14.76 6.72M A R C O N A 16.23 1.75 17.98 1.36 14.81 6.74M A N T A R O 15.28 1.75 17.03 14.02 6.38H U A Y U C A C H I 15.62 1.75 17.38 14.32 6.52P A C H A C H A C A 16.05 1.75 17.81 14.69 6.69HUANCAVEL ICA 15.51 1.75 17.26 14.21 6.47CALLAHUANCA ELP 16.18 1.75 17.93 14.83 6.75H U A L L A N C A 16.18 1.75 17.93 15.04 6.84

NotasP P M Precio de Potencia Marginal.

P C S P T Peaje de Conexión al Sistema Pr incipal de Transmsión (Fi jado en Mayo de cada año).P P B Precio de Potencia en Barra.

C P S E E Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fi jado en Mayo de cada año) .P E M P Precio de Energía Marginal en Horas Punta.P E M F Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.% E H P Porcentaje de la Energía Total consum ida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electr ic idad a Nivel Generación, para el F.C. y el % E H P d e l sistema.Promed io = PPB / (7.2*F.C.) + PEM P *%EHP + PEMFP* (1 -%EHP) + CPSEE



3. Sistema Sur

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero 1997, mes en el cual sepuso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya - Santuario,constituyendo de esta manera el Sistema Interconectado Sur (SIS).

Con la entrada en operación de la línea de interconexión se modifica también laextensión del Sistema Principal de Transmisión (SPT) del sur. Las líneas que pasan aformar parte integrante del SPT del sur son la LT Tintaya - Santuario - Socabaya y laLT Toquepala - Aricota, ambas a 138 kV. Con la entrada en servicio de la central deMollendo y su correspondiente línea de conexión, entrará a formar parte del SPT delsur también la línea Cerro Verde - Socabaya.

A partir de la presente regulación de tarifas se incorpora en la comparación deprecios teóricos con los precios del mercado libre, los precios efectivamentefacturados por las empresas a sus clientes libres. Hasta la fijación anterior, pordisposición del Art. 2° del D.S. N°43-94 EM, esta comparación se realizaba utilizandolos precios teóricos de un año de referencia denominado año adaptado.

3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para elcálculo de los precios básicos en el SIS.

3.1.1.1 Precio Básico de Energía

El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúael despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y susrespectivas líneas de interconexión.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tresbloques y tres nudos representativos del sistema eléctrico. Como consecuencia, loscostos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tresbloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los tres nudos.

Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía elcargo por peaje secundario equivalente en energía.

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia

Igual que para el caso del SICN, el precio básico de la potencia se determinó a partirde una metodología que permite definir el tipo, tamaño y ubicación de la unidad máseconómica para suministrar el incremento de la potencia durante las horas dedemanda máxima anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversiónen la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos deoperación y mantenimiento anual.

Para el sistema del sur se determinó que la forma más económica de abastecer elincremento de la demanda de punta se logra utilizando grupos Diesel rápidos.



Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, sedeterminó el factor que representa el margen de indisponibilidad teórica del sistemapara un nivel de seguridad de 95%.

3.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variablesde operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costosmarginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego ladeterminación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración deprecios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

3.1.2.1 Previsión de Demanda

Los datos de demanda de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se presentan en elCuadro Nº 3.1 en forma global. Se ha corregido la demanda proyectada por el COESpara considerar la falta de contratos con los clientes libres Southern Perú y Cyprus(Cerro Verde). Ante la falta de compromisos de abastecimiento a firme, se ha optadopor considerar un crecimiento moderado de estos clientes libres.

Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como laincorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de lasempresas de distribución.

La máxima demanda fue corregida con factores de simultaneidad obtenidos a basede la información histórica horaria del último año de operación proporcionado por elCOES.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad decompensar las pérdidas por transporte no considerados en el modelo SISPERU.

Cuadro Nº 3.1

Proyección de la Demanda1997 - 2001

Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de CrecimientoMW GWh % Potencia Energía

1996 268 1463 62.3% 1997 293 1780 69.3% 9.4% 21.7%1998 311 1945 71.4% 5.9% 9.3%1999 346 2228 73.4% 11.4% 14.5%2000 362 2317 73.0% 4.6% 4.0%2001 374 2388 72.9% 3.3% 3.1%

3.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en elCuadro N°3.2, el cual corresponde al propuesto por el COES-SUR.

Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa deregulación horaria de Puente Cincel segunda etapa de 173,000 m3 para mayo de1997. El proyecto incrementará la capacidad de generación en horas de punta de laC.H. Charcani V.

También se prevé la derivación del Río Aobamba directamente a la cámara dedescarga de la C.H. Machupicchu a partir de noviembre de 1998. El proyectoincrementará la capacidad de generación de la C.H. Machupicchu en 7.5 MW yevitará realizar proyectos de ampliación del túnel de aducción. La operación de la



C.H. San Gabán, en actual construcción, se ha considerado a partir de julio del año2000.

Como oferta térmica de generación, se prevé la operación de la C.T. Mollendo de 30MW en actual construcción a cargo de EGASA. También se prevé la instalación de launidad Nº 4 de la C.T. Calana en octubre de 1997, así como la ampliación de la CTMollendo en 70 MW con unidades diesel en diciembre de 1998.

Además de las obras de generación indicadas en el Cuadro N°3.2, se ha consideradoel ingreso de la LT a 138 kV Cerro Verde - Mollendo para julio de 1997.

Cuadro Nº 3.2

P R O G R A M A D E E Q U I P A M I E N T OPer iodo 1997-2001

F E C H A D E I N G R E S O

P R O Y E C T O P O T E N C IA D E S C R IPCION

May. 1997 Presa Puente C incel 33.0 2da. E tapa 173,000 m 3

O c t. 1997 C .T . Ca lana Grupo Nº 4 6 .4 Invers ión de EGESUR

O c t. 1997 C .T. Mol lendo 30.0 Invers ión de EGASA

Nov. 1998 Der ivac ión de l Río Aobamba 7 .5 Increm e n ta capac idad de generac ión de la

C .H. Machup icchu

D ic. 1998 C .T. Mol lendo 70.0 2da. E tapa de la C.T. Mol lendo

Jul . 2000 C .H. San Gabán 105.0 Proyecto en e jecuc ión

La información técnica de las centrales hidroeléctricas y térmicas en actual operacióny futuras del Sistema Sur se muestran en los Cuadros Nos 3.3 y 3.4 respectivamente.

Cuadro Nº 3.3

C E N T R A L E S H IDRÁULICAS

Central PropietarioPotencia Efect iva

M W

Energía M e d ia G W h

Factor de

Planta

Caudal Turbinable

m 3 /seg

Rendimiento k W h /m3

Centrales ExistentesCharcani I E G A S A 1.30 11.2 98.0% 7.6 0.048

Charcani I I E G A S A 0.60 5.2 99.7% 6.0 0.028

Charcani I I I E G A S A 4.10 31.2 86.9% 10.0 0.114

Charcani IV E G A S A 14.00 89.7 73.1% 13.8 0.282

Charcani V E G A S A 135.00 575.0 48.6% 24.0 1.563

Charcani VI E G A S A 8.80 54.8 71.1% 15.0 0.163

Aricota I E G E S U R 23.00 114.0 56.6% 4.6 1.389

Aricota II E G E S U R 11.90 60.9 58.4% 4.6 0.719

Machupicchu E G E M S A 109.90 809.2 84.1% 37.5 0.814

Centra les Compromet idasSan Gabán S A N G A B A N 105.0 715.0 77.7% 19.0 1.535



Cuadro Nº 3.4

Centrales Térm icas

Central PropietarioPotencia Efectiva

M WC o m b u s tible

Rendimiento Kg/kW h

Unidades Existentes

Dolorespata MD Nº 1 a l Nº 7 E G E M S A 12.2 D iesel Nº2 0.273

Taparach i MD Nº 1 y Nº 2 E G E M S A 1.0 D iesel Nº2 0.271

Taparach i MD Nº 5 y Nº 6 E G E M S A 3.6 D iesel Nº2 0.263

Bellavista M D N º 1 y Nº 2 E G E M S A 3.6 D iesel Nº2 0.263

Bellavista M D N º 3 y Nº 4 E G E M S A 2.0 D iesel Nº2 0.271

Chi l ina TV Nº 2 E G A S A 8.0 Residual Nº6 0.474

Chi l ina TV Nº 3 E G A S A 10.0 Residual Nº6 0.438

Chil ina Ciclo Com b inado E G A S A 20.0 D iesel Nº2 0.271

Chi l ina MD Nº 1 y Nº 2 E G A S A 10.4 Residual N 6 0.228

Tacna MD E G E S U R 2.5 D iesel Nº2 0.248

Calana MD E G E S U R 19.2 Residual Nº6 0.217

Unidades Nuevas

M o llendo I M D E G A S A 30.0 Residual Nº6 0.217

Calana MD Nº 4 E G E S U R 6.4 Residual Nº6 0.217

M o l lendo I I MD E G A S A 70.0 Residual Nº6 0.217

3.1.2.3 Costos Variables de Operación.

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionadosdirectamente a la energía producida por cada unidad térmica. Tales costos variablesse descomponen en Costos Variables Combustibles (CVC) y Costos Variables NoCombustibles (CVNC).

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro N° 3.5 se muestranlos precios base de combustible utilizados (Ex-planta PetroPerú). A partir de estosprecios base se ha adicionando el costo de transporte hasta la correspondientecentral de generación, obteniéndose los precios locales de los combustiblesmostrados en el Cuadro N° 3.6.



Cuadro N° 3.5

Prec ios Base de Com b u s tib les

Planta Tipo de P recio de Paridad DensidadCombust ib le S/. / gl US $ / g l US $ / barri l US $ / Tn Kg / g l

Mollendo e I lo D iesel Nº 2 2.060 0.777 32.649 239.335 3.248Res idual Nº6 1.240 0.468 19.653 129.547 3.612

Juliaca D iesel Nº 2 2.290 0.864 36.294 266.056 3.248Cusco D iesel Nº 2 2.400 0.906 38.038 278.836 3.248

Tipo de Cambio S/. /US$ 2.650

Fuente : Precios Petroperú al 20 de Marzo 1997.

Cuadro N° 3.6

Precios Locales de Combust ible

Central DIESEL ( US $ / Tn ) RESIDUAL ( US $ / Tn )Térmica Flete Base Total Flete Base Total

Ch ilina 9.295 239.335 248.63 8.358 129.547 137.91Cerro Verde 9.295 239.335 248.63

M o llendo - I lo 0.871 239.335 240.21 0.878 129.547 130.42Tacna 10.450 239.335 249.78 10.530 129.547 140.08

Do lorespata 6.740 278.836 285.58Bellavista 16.265 266.056 282.32Taparachi 5.570 266.056 271.63 7.418 118.510 125.93

NOTA: Se consideran los fletes propuestos por el COES

Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de las plantastérmicas existentes y futuras para el sistema del sur se resumen en el Cuadro N° 3.7.

Cuadro N° 3.7

FIJA C I O N D E T A R IFA S : MAYO 1997S I S T E M A I N T E R C O N E C T A D O S U R

Costos Var iables de Operac ión

C o n s u m o Costo de lCentral Espec ífico C o m b u s tible C V C C V N C C V T

k g /kW h US$ /Ton U S $ / M W h U S $ / M W h U S $ / M W hU n idades Existentes

D o lorespata M D N º 1 a l Nº 7 0.273 285.6 77.96 6.00 83.96Taparach i M D N º 1 y Nº 2 0.271 271.6 73.61 6.00 79.61Taparach i M D N º 5 y Nº 6 0.263 271.6 71.44 6.00 77.44Be llav ista M D N º 1 y Nº 2 0.263 282.3 74.25 6.00 80.25Be llav ista M D N º 3 y Nº 4 0.271 282.3 76.51 6.00 82.51C h ilin a T V N º 2 0.474 137.9 65.37 4.00 69.37C h ilin a T V N º 3 0.438 137.9 60.40 4.00 64.40C h ilin a C iclo C o m b inado 0.271 248.6 67.38 2.80 70.18C h ilin a M D N º 1 y Nº 2 0.228 137.9 31.44 8.00 39.44Tacna M D 0.248 249.8 61.95 6.00 67.95C a lana M D 0.217 140.1 30.40 8.00 38.40

U n idades Nuevas

M o llendo I M D 0.217 130.4 28.30 8.00 36.30

C a lana M D N º 4 0.217 140.1 30.40 8.00 38.40M o llendo I I M D 0.217 130.4 28.30 8.00 36.30

Nota: M D = M o tor D iese l TV = Turbo Vapor



3.1.2.4 Costo de Racionamiento

Del mismo modo que para el SICN, para el caso del SIS se ha utilizado el costo deracionamiento fijado por la Comisión de Tarifas Eléctricas en 25,0 centavos de US$por kWh.

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se considera una central abase de motores diesel rápidos (1200 RPM) de un total de 5.985 kW de potencia(ISO). El precio básico de potencia considera el costo de esta planta ubicada enTacna. Los precios de potencia en las demás sub-estaciones del sistema sedeterminan empleando los factores de pérdidas determinados más adelante.

El precio básico de potencia para el sistema sur se muestra en el Cuadro N° 3.8.

Cuadro N° 3.8

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 1997

S I S T E M A I N T E R C O N E C T A D O S U RPrecio Básico de la Potencia de Punta (en Tacna)

U S $ /kW -añoGenerador Conex ión Personal Total

1 Costo Total : Mi l lon US$ 2.480 0.142 2.62

2 M i l lón US$/Año 0.332 0.018 0.081 0.43

3 Sin MRT : US$ /kW-año 58.397 3.102 14.300 75.80

4 Con MRT : US$ /kW-año 68.32 3.63 16.73 88.69

Notas:1. Costo de una planta de 5.985 MW (ISO).2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%.3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Tacna sin incluir el margen de reserva teórico del sistema (MRT). Potencia efectiva en Tacna es 95% de potencia ISO.4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,17).5. Rubro Otros, los costos son despreciables.

El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico"SISPERU", efectuándose el análisis para el período 1997-2001.

Para la presente fijación se han utilizado los caudales regulados de 25 años de lascuencas del Chili y Vilcanota suministrados por el COES. Se encuentra pendiente laactualización del estudio de caudales naturales en las cuencas del Chili, cuyaoperación es responsabilidad de las empresas de generación y el COES, con lo queserá posible optimizar el uso del agua de los embalses, tanto por parte del sectoreléctrico como del sector agricultura.

El Cuadro Nº 3.9 muestra los resultados del precio básico esperado a mayo de 1997.

Cuadro N° 3.9

Precio Básico de la Energía(US$ /MWh)

N O D O C U S C O N O D O T I N T A Y A N O D O S O C A B A Y APunta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total

31.51 26.27 27.57 33.15 27.78 29.22 33.52 29.81 30.73



3.2 Cargos por Transmisión

Desde enero 1997, opera en el sistema sur la línea de interconexión Tintaya -Santuario - Socabaya. La entrada de esta línea condicionaba la modificación delSistema Principal de Transmisión del Sur.

3.2.1 Valor nuevo de reemplazo (VNR)

Para la presente regulación de tarifas se ha modificado el VNR de la empresaETESUR a fin de incorporar las inversiones de las líneas de transmisión Tintaya -Santuario - Socabaya y Toquepala - Aricota, las cuales pasan a formar parte delSistema Principal de Transmisión del sur. Para determinar el VNR de estas líneas seha utilizado la información suministrada por ETESUR a solicitud de la CTE. Hacia elmes de octubre 1997 se debe incorporar también como parte del SPT , el tramo delínea Cerro Verde - Socabaya.

Para las demás líneas se mantiene el VNR utilizado en la última regulación de peajespara el sistema de transmisión (mayo 1996). Los valores del VNR se indican en elCuadro N° 3.10



Cuadro N° 3.10

VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Miles US $

SUB ESTACION DESCRIPCION km CARGO VNR TOTALCACHIMAYO L.T. MACHUPICCHU - CACHIMAYO 78.5 9 459 13 173

CELDA 138 kV SALIDA A CACHIMAYO CACHIMAYO 518 CELDA 138 kV SALIDA A CACHIMAYO CACHIMAYO 518 CELDA 138 kV LLEGADA DE MACHUPICCHU CACHIMAYO 518 CELDA 138 kV A DOLORESPATA DOLORESPATA 518 CELDA 10 KV + BCO. CAPACITOR 20 MVAR CACHIMAYO 1 641

DOLORESPATA L.T. CACHIMAYO - DOLORESPATA 13.5 1 627 3 441 CELDA 138 kV A CACHIMAYO DOLORESPATA 518 CELDA 138 kV A QUENCORO QUENCORO 518 CELDA 10 KV + BCO. CAPACITOR 10 MVAR DOLORESPATA 778

QUENCORO L.T. DOLORESPATA - QUENCORO 8.3 1 000 2 037 CELDA 138 kV A DOLORESPATA QUENCORO 518 CELDA 138 kV A MACHUPICCHU QUENCORO 518

COMBAPATA L.T. QUENCORO - COMBAPATA 88.0 5 302 5 820 CELDA 138 kV SALIDA DE QUENCORO COMBAPATA 518

TINTAYA L.T. COMBAPATA - TINTAYA 99.0 5 965 8 316 CELDA 138 KV A QUENCORO TINTAYA 518 CELDA 138 kV + SVC +/- 25 MVAR TINTAYA 1 833

AYAVIRI L.T. TINTAYA - AYAVIRI 82.5 4 971 5 489 CELDA 138 kV SALIDA DE TINTAYA AYAVIRI 518

AZANGARO L.T. AYAVIRI - AZANGARO 42.4 2 555 2 555 JULIACA L.T. AZANGARO - JULIACA 78.2 4 712 6 829

CELDA 138 kV A TINTAYA JULIACA 518 CELDA 10 kV + BCO. CAPACITOR 15 MVAR JULIACA 1 166 CELDA 10 kV + REACTOR 5 MVAR JULIACA 433

SANTUARIO LT TINTAYA - SANTUARIO 179.6 13 741 14 768 CELDA 138 KV TINTAYA SANTUARIO 507 CELDA 138 KV SANTUARIO SANTUARIO 519

SOCABAYA LT SANTUARIO - SOCABAYA 27.5 3 261 5 371 CELDAS 138 KV SANTUARIO (2) SOCABAYA 1 039 CELDAS 138 KV SOCABAYA (2) SOCABAYA 1 071

CERRO VERDE L.T. SOCABAYA - CERRO VERDE 11.0 663 1 699 CELDA 138 kV SALIDA DE SOCABAYA CERRO VERDE 518 CELDA 138 kV LLEGADA A CERRO VERDE CERRO VERDE 518

TOQUEPALA L.T. SOCABAYA -TOQUEPALA 146.0 TOQUEPALA 8 797 9 833 CELDA 138 kV SALIDA DE SOCABAYA TOQUEPALA 518 CELDA 138 kV LLEGADA A TOQUEPALA TOQUEPALA 518

ARICOTA L.T. TOQUEPALA - ARICOTA 35.0 2 109 3 145 CELDA 138 kV LLEGADA A TOQUEPALA TOQUEPALA 518 CELDA 138 kV SALIDA A TOQUEPALA TOQUEPALA 518

TOMASIRI L.T. ARICOTA - TOMASIRI 58.3 3 513 4 031 CELDA 138 kV SALIDA DE ARICOTA TOMASIRI 518

TACNA L.T. TOMASIRI - TACNA 35.0 2 109 2 858 CELDA 66 kV LLEGADA A TACNA TACNA 518 CELDA 10 kV + BCO. CAPACITORES 5 MVAR TACNA 231

TOTAL VNR RECONOCIDO 87 665 VNR TRAMO A CERRO VERDE 1 699

TOTAL VNR EMPRESA DE TRANSMISION SIN CERRO VERDE 58 981

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN SIN CERRO VERDE - SOCABAYA 34 950

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN CON CERRO VERDE - SOCABAYA 36 650

Para el cálculo del VNR de la línea Tintaya-Socabaya se han agregado los interesespre-operativos correspondientes al período enero-abril de 1997, a fin de tomar encuenta los ingresos no percibidos por la empresa transmisora desde la entrada enoperación de la línea en enero de 1997.



3.2.2 Costo de Operación y Mantenimiento de Transmisión (COyM)

Los costos de operación y mantenimiento del sistema de transmisión se hancalculado con una tasa de 3% sobre el VNR de los equipos.

La revisión efectuada recientemente ha permitido establecer que este valor, usadotambién en la regulación de peajes de mayo 96, es adecuado para las condiciones deoperación actuales del sistema sur .

3.2.3 Factores de pérdidas

El conjunto de factores de pérdidas de potencia y energía se determinaron pararepresentar el despacho económico del sistema. Los factores resultante se muestranen el Cuadro N° 3.11

Cuadro N° 3.11

Factores de Pérdidas

P O T E N C IA E N E R G IABARRAS BASE Base Base

Tacna SocabayaMACHUPICCHU 0.6794 0.8201C A C H IMAYO 0.7272 0.8809D O L O R E S P A T A 0.7397 0.8972Q U E N C O R O 0.7407 0.8997C O M B A P A T A 0.7935 0.8651TINTAYA 0.8455 0.9510AYAVIRI 0.8837 0.9765A Z A N G A R O 0.9023 0.9893JULIACA 0.9275 1.0038CALLALLI 0.8327 0.9756SANTUARIO 0.8150 0.9852SOCABAYA 0.8338 1.0000M O Q U E G U A 0.8452 1.0024TOQUEPALA 0.8537 1.0041ARICOTA 138 0.8511 0.9972ARICOTA 66 0.8511 0.9972TOMASIRI 0.9606 0.9835TACNA 1.0000 0.9757C E R R O V E R D E 0.8380 1.0033M O L L E N D O 0.8156 0.9795

3.2.4 Ingreso tarifario

Los ingresos tarifarios para el sistema sur se muestran en el Cuadro N° 3.12



Cuadro N° 3.12

I N G R E S O T A R IFARIOM iles US$/Año

Envio Recepción Potencia Energía TotalM A C H U P ICCHU C A C H I M A Y O 228.5 831.4 1059.8 20 MVAr capac C A C H I M A Y O D O L O R E S P A T A 72.0 267.1 339.2 10 MVAr capac D O L O R E S P A T A Q U E N C O R O -17.7 -51.7 -69.4Q U E N C O R O C O M B A P A T A 99.6 -1106.1 -1006.5C O M B A P A T A T INTAYA 77.2 537.4 614.6T INTAYA A Y A V IRI 61.8 51.1 112.8A Y A V IRI A Z A N G A R O 27.5 31.8 59.3A Z A N G A R O JULIACA 25.4 23.7 49.0 5 MVAr reactor 15 MVAr capac T INTAYA S V C 2 5 M V A r T INTAYA CALLALLI 9.0 128.2 137.3CALLALLI S A N T U A R IO 17.9 137.7 155.6S A N T U A R IO S O C A B A Y A 81.1 96.5 177.6S O C A B A Y A M O Q U E G U A 7.2 4.7 11.9M O Q U E G U A T O Q U E P A L A 0.1 3.6 3.7T O Q U E P A L A A R ICOTA 138 0.2 15.3 15.5A R ICOTA 138 A R ICOTA 66 339.7 1133.6 1473.3A R ICOTA 66 T O M A S IRI 68.2 22.9 91.1T O M A S IRI T A C N A 15.0 12.1 27.1S O C A B A Y A C E R R O V E R D E 6.2 13.2 19.4C E R R O V E R D E M O LLENDO 14.9 26.3 41.2

3.2.5 Peaje de Conexión y Peaje Secundario

Para el presente caso se ha considerado que las líneas Tintaya-Santuario-Socabaya,Toquepala-Aricota y Socabaya-Cerro Verde pasarán a formar parte del SistemaPrincipal de Transmisión del sur. La LT Cerro Verde - Socabaya formará parte delSPT a partir del ingreso al servicio de la Central de Mollendo en actual construcción.

En tal sentido se han calculado las tarifas para dos configuraciones de SPT: con y sinla LT Socabaya-Cerro Verde. Los peajes de conexión y secundarios varían enconsecuencia.

La doble determinación anterior es necesaria porque dentro de la presente regulacióntarifaria se deberá anticipar el cambio en los peajes a producirse con la entrada enservicio de la central Mollendo, hacia fines de año, y la consecuente conversión de lalínea Socabaya-Cerro Verde de secundaria a principal.

No se ha considerado a la línea Quencoro-Tintaya como parte del sistema principalde transmisión. Por tanto dicha línea a partir de la presente regulación se consideracomo secundaria asociada a la generación de la central Machupicchu.

Se ha considerado como parte del sistema principal de transmisión el SVC de la S.E.Tintaya.

El peaje de conexión determinado para las dos situaciones descritas se muestra en elCuadro N° 3.13



Cuadro N°3.13

PEAJE DE CONEXIÓN

SIN LT SOCABAYA-CERRO VERDE EN SPT

Costo Anual 4.886 Millòn US$/AñoMáxima Demanda 293.47 MW


CON LT SOCABAYA-CERRO VERDE EN SPT

Costo Anual 5.128 Millòn US$/AñoMáxima Demanda 293.47 MW


SPT = Sistema Principal de Transmisión

Los Cuadros Nos 3.14 y 3.15 presentan el peaje secundario calculado para lossistemas del sur con las consideraciones señaladas anteriormente: sin y con la LTSocabaya-Cerro Verde como parte del Sistema Principal de Transmisión.

Cuadro N° 3.14

P E A J E S E C U N D A R IOS I N L T S O C A B A Y A - C E R R O V E R D E E N S P T

U n itario A c u m u ladoEnvio Recepción US$/kW -año US$/kW -año C tv.US$/kW h

M A C H U P ICCHU C A C H I M A Y O 6.50 20 MVAr capac 2.29C A C H I M A Y O D O L O R E S P A T A 1.73 10 MVAr capac 0.00D O L O R E S P A T A Q U E N C O R O 2.84Q U E N C O R O C O M B A P A T A 17.94C O M B A P A T A T INTAYA 7.69T INTAYA A Y A V IRI 14.66 14.66 0.26A Y A V IRI A Z A N G A R O 6.69 21.35 0.38A Z A N G A R O JULIACA 15.14 41.43 0.73 5 MVAr reactor 1.33 15 MVAr capac 3.60A R ICOTA 138 A R ICOTA 66A R ICOTA 66 T O M A S IRI 10.60 10.60 0.19T O M A S IRI T A C N A 8.27 18.87 0.33S O C A B A Y A C E R R O V E R D E 4.85 4.85 0.09C E R R O V E R D E M O L L E N D O 16.26 21.11 0.37



Cuadro N° 3.15

P E A J E S E C U N D A R IO C O N L T S O C A B A Y A - C E R R O V E R D E E N S P T

U n itario AcumuladoEnvio Recepción US$ /kW -año US$ /kW -año C tv.US$/kW h

M A C H U P ICCHU C A C H I M A Y O 6.50 20 M V A r capac 2.29C A C H I M A Y O D O L O R E S P A T A 1.73 10 M V A r capac 0.00D O L O R E S P A T A Q U E N C O R O 2.84Q U E N C O R O C O M B A P A T A 17.94C O M B A P A T A T INTAYA 7.69T INTAYA A Y A V IRI 14.66 14.66 0.26A Y A V IRI A Z A N G A R O 6.69 21.35 0.38A Z A N G A R O JULIACA 15.14 41.43 0.73 5 M V A r reactor 1.33 15 M V A r capac 3.60ARICOTA 138 ARICOTA 66ARICOTA 66 T O M A S IRI 10.60 10.60 0.19T O M A S IRI T A C N A 8.27 18.87 0.33

3.3 Tarifas en Barra

En el sistema Sur existen tres sub-estaciones con precios básicos de energía: Cusco,Tintaya y Socabaya. La barra de aplicación para el precio básico de potencia ha sidola ciudad de Tacna.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barrasmediante factores de pérdidas. Para la determinación del precio promedio ponderadoteórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidascorrespondientes.

3.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicosmediante factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro Nº 3.16. En el mismocuadro se indican los cargos por el uso del sistema de transmisión.



Cuadro N° 3.16

T A R IFA S T E O R I C A S - M O N E D A N A C IONALP P M P C S P T P P B C P S E E P E M P P E M F

S /./kW -mes S /./kW -mes S /./kW -mes ctm .S/./kW h ctm .S/./kW h ctm .S/./kW h Machup icchu 12.63 3.49 16.11 7.66 6.35 Cach imayo 13.51 3.49 17.00 8.20 6.83 Do lorespata 13.75 3.49 17.24 8.35 6.96 Quencoro 13.76 3.49 17.25 8.36 6.98 Combapata 14.75 3.49 18.23 8.12 6.65 T intaya 15.71 3.49 19.20 8.78 7.36 Ayavir i 16.42 3.49 19.91 0.68 9.07 7.55 Azángaro 16.77 3.49 20.26 0.99 9.21 7.64 Jul iaca 17.24 3.49 20.73 1.93 9.38 7.73 Ca llalli 15.48 3.49 18.96 8.73 7.69 Santuario 15.15 3.49 18.64 8.73 7.79 Socabaya 15.50 3.49 18.98 8.88 7.90 Toquepala 15.87 3.49 19.35 8.91 7.94 A ricota 138 15.82 3.49 19.31 8.83 7.89 A ricota 66 15.82 3.49 19.31 8.83 7.89 Tomasir i 17.85 3.49 21.34 0.49 9.01 7.68 Tacna 18.58 3.49 22.07 0.88 9.13 7.56 Cerro Verde 15.57 3.49 19.06 0.23 8.92 7.92 M o llendo 15.16 3.49 18.65 0.98 8.71 7.74

T ipo de Cambio 2.650 S /./US$ F .C. 65.0% % E H P 24.9%Notas

P P M P recio de Potencia Marginal.P C S P T Pea je de Conexión al Sistema Pr incipal de Transmisión (Fi jado en Mayo de cada año).

P P B P recio de Potencia en Barra.C P S E E Cargo por Peaje Secundar io Equivalente en Energía (Fi jado en Mayo de cada año) .

P E M P P recio de Energía Marginal en Horas Punta.P E M F P recio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F .C. Factor de Carga Anual del Sistema.% E H P Porcentaje de la Energía Total consumida en Bloque de Punta para próximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electr ic idad a Nivel Generación, para el F.C. y el % E H P d e l sistema.P romed io = PPB / (7 .2*F .C. ) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1 -%EHP) + CPSEE

Los precios del Cuadro Nº 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra, debencompararse con el precio promedio ponderado del mercado libre4. Este preciopromedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de lafacturación del último semestre

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

El precio libre promedio ponderado en el sur resulta 12,333 céntimos de S/./kWh. Deconformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse al mercadolibre los precios en barra calculados en el numeral 3.3.1, el precio ponderado resulta11,036 céntimos de S/./kWh. La relación del precio teórico con el promedioponderado de los clientes libres da un valor igual a 0,895 el cual excede ligeramenteel rango de 10% establecido en el Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas.Por tal razón las tarifas teóricas han debido reajustarse ligeramente para sercalificadas como Tarifas en Barra definitivas.

El cálculo del precio promedio ponderado de clientes libres para la comparaciónprevista en el Artículo 129º del Reglamento se realizó con los resultados del CuadroNº 3.16.

Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se adoptaron losprecios de venta a los clientes libres proporcionados por las empresasconcesionarias.

4 Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo 129º de su Reglamento.



El Cuadro Nº 3.17 muestra el resultado de la comparación establecida en la Ley.

Cuadro N° 3.17Comparac ión Prec io L ibre vs Prec io Teór ico

V a lores del Ul t imo Semestre

Venta de Energía Facturación : Mi l lón Soles Precio Medio : Ctm.S/ . /kW h ComparaciónEmpresas G W h Participación Libre Teórico Libre Teórico Teórico/Libre

E G A S A 170.026 52.2% 19.641 19.254 11.552 11.324 -1.97%E lectro Sur Este 10.539 3.2% 1.306 1.168 12.389 11.079 -10.57%E G E M S A 101.869 31.3% 10.956 10.840 10.755 10.641 -1.05%E G E S U R 43.291 13.3% 8.269 4.686 19.102 10.824 -43.34%

Total 325.724 100.0% 40.172 35.947 12.333 11.036 -10.52%

R e s u m e n d e la Comparac iónPrecio L ibre vs Precio Teór icoPrecio Libre 12.333 Cent.S/. /kW h

Precio Teórico 11.036 Cent.S/. /kW hComparac ión 0.895 Teórico/Libre

Factor de Ajuste 1.0073

3.3.3 Tarifas en Barra

Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del Cuadro Nº 3.16 se hanreajustado para llevar las tarifas teóricas dentro del rango del 10% de los precioslibres. Los Cuadros Nos 3.18 y 3.19 muestran las Tarifas en Barra definitivas enmoneda extranjera y en moneda nacional, respectivamente. En estos cuadros no seha considerado la LT Socabaya-Cerro Verde como parte del Sistema Principal deTransmisión.

Cuadro Nº 3.18

T A R IF A S E N B A R R A - M O N E D A E X T R A N J E R AF a c t o r d e A j u s t e P P M P C S P T P P B C P S E E P E M P P E M F

1 .0 0 7 3 $ /k W - m e s $ /k W - m e s $ /k W - m e s c t v . $ / k W h c t v . $ / k W h c t v . $ / k W h

M a c h u p ic c h u 4 .7 6 1 .3 2 6 .0 8 2 .9 1 2 .4 1 C a c h im a y o 5 .1 0 1 .3 2 6 .4 2 3 .1 2 2 .6 0 D o lo r e s p a ta 5 .1 9 1 .3 2 6 .5 0 3 .1 7 2 .6 5 Q u e n c o r o 5 .1 9 1 .3 2 6 .5 1 3 .1 8 2 .6 5 C o m b a p a t a 5 .5 6 1 .3 2 6 .8 8 3 .0 9 2 .5 3 T in ta y a 5 .9 3 1 .3 2 7 .2 5 3 .3 4 2 .8 0 A y a v ir i 6 .2 0 1 .3 2 7 .5 1 0 .2 6 3 .4 5 2 .8 7 A z á n g a r o 6 .3 3 1 .3 2 7 .6 4 0 .3 8 3 .5 0 2 .9 0 J u l ia c a 6 .5 0 1 .3 2 7 .8 2 0 .7 3 3 .5 7 2 .9 4 C a lla l l i 5 .8 4 1 .3 2 7 .1 6 3 .3 2 2 .9 2 S a n t u a r io 5 .7 2 1 .3 2 7 .0 3 3 .3 2 2 .9 6 S o c a b a y a 5 .8 5 1 .3 2 7 .1 6 3 .3 8 3 .0 0 T o q u e p a la 5 .9 9 1 .3 2 7 .3 0 3 .3 9 3 .0 2 A r i c o t a 1 3 8 5 .9 7 1 .3 2 7 .2 9 3 .3 6 3 .0 0 A r i c o t a 6 6 5 .9 7 1 .3 2 7 .2 9 3 .3 6 3 .0 0 T o m a s ir i 6 .7 4 1 .3 2 8 .0 5 0 .1 9 3 .4 3 2 .9 2 T a c n a 7 .0 1 1 .3 2 8 .3 3 0 .3 3 3 .4 7 2 .8 7 C e r r o V e r d e 5 .8 8 1 .3 2 7 .1 9 0 .0 9 3 .3 9 3 .0 1 M o lle n d o 5 .7 2 1 .3 2 7 .0 4 0 .3 7 3 .3 1 2 .9 4

T i p o d e C a m b io 2 .6 5 S / . /U S $ F . C . 6 5 . 0 % % E H P 2 4 . 9 %

N o t a s :P P M P r e c io d e P o t e n c ia M a r g i n a l

P C S P T P e a je d e C o n e x ió n a l S is t e m a P r in c ip a l d e T r a n s m is ió nP P B P r e c io d e P o t e n c ia e n B a r r a

C P S E E C a r g o p o r P e a je S e c u n d a r io E q u iv a le n t e e n E n e r g í aP E M P P r e c io d e E n e r g í a M a r g in a l e n H o r a s P u n t aP E M F P r e c io d e E n e r g í a M a r g in a l e n H o r a s F u e r a d e P u n t a

F . C . F a c t o r d e C a r g a A n u a l d e l S is t e m a .% E H P P o r c e n t a je d e la E n e r g í a T o t a l c o n s u m id a e n e l B lo q u e d e P u n ta p a r a lo s p r ó x im o s 4 a ñ o s .

P r o m e d i o C o s to m e d io d e la E le c t r i c id a d a N iv e l G e n e r a c ió n , p a r a e l F .C . y e l % E H P d e l s is t e m a .P r o m e d io = P P B / ( 7 . 2 * F . C . ) + P E M P * % E H P + P E M F P * ( 1 - % E H P ) + C P S E E



Cuadro Nº 3.19

T A R I F A S E N B A R R A - M O N E D A N A C I O N A LF a c t o r d e A j u s t e P P M P C S P T P P B C P S E E P E M P P E M F

1 . 0 0 7 3 S / . / k W - m e s S / . / k W - m e s S / . / k W - m e s c t m . S / . / k W h c t m . S / . / k W h c t m . S / . / k W h

M a c h u p ic c h u 1 2 . 6 3 3 . 4 9 1 6 . 1 1 7 . 7 2 6 . 4 0 C a c h im a y o 1 3 . 5 1 3 . 4 9 1 7 . 0 0 8 . 2 6 6 . 8 8 D o lo r e s p a t a 1 3 . 7 5 3 . 4 9 1 7 . 2 4 8 . 4 1 7 . 0 1 Q u e n c o r o 1 3 . 7 6 3 . 4 9 1 7 . 2 5 8 . 4 3 7 . 0 3 C o m b a p a t a 1 4 . 7 5 3 . 4 9 1 8 . 2 3 8 . 1 8 6 . 7 0 T in t a y a 1 5 . 7 1 3 . 4 9 1 9 . 2 0 8 . 8 5 7 . 4 1 A y a v i r i 1 6 . 4 2 3 . 4 9 1 9 . 9 1 0 . 6 8 9 . 1 3 7 . 6 0 A z á n g a r o 1 6 . 7 7 3 . 4 9 2 0 . 2 6 0 . 9 9 9 . 2 7 7 . 6 9 J u l ia c a 1 7 . 2 4 3 . 4 9 2 0 . 7 3 1 . 9 3 9 . 4 5 7 . 7 9 C a l la l l i 1 5 . 4 8 3 . 4 9 1 8 . 9 6 8 . 8 0 7 . 7 4 S a n t u a r io 1 5 . 1 5 3 . 4 9 1 8 . 6 4 8 . 7 9 7 . 8 5 S o c a b a y a 1 5 . 5 0 3 . 4 9 1 8 . 9 8 8 . 9 5 7 . 9 6 M o n t a lv o 1 5 . 7 1 3 . 4 9 1 9 . 2 0 8 . 9 6 7 . 9 8 T o q u e p a la 1 5 . 8 7 3 . 4 9 1 9 . 3 5 8 . 9 7 7 . 9 9 A r i c o t a 1 3 8 1 5 . 8 2 3 . 4 9 1 9 . 3 1 8 . 8 9 7 . 9 4 A r i c o t a 6 6 1 5 . 8 2 3 . 4 9 1 9 . 3 1 8 . 8 9 7 . 9 4 T o m a s i r i 1 7 . 8 5 3 . 4 9 2 1 . 3 4 0 . 4 9 9 . 0 8 7 . 7 3 T a c n a 1 8 . 5 8 3 . 4 9 2 2 . 0 7 0 . 8 8 9 . 1 9 7 . 6 1 C e r r o V e r d e 1 5 . 5 7 3 . 4 9 1 9 . 0 6 0 . 2 3 8 . 9 8 7 . 9 8 M o l le n d o 1 5 . 1 6 3 . 4 9 1 8 . 6 5 0 . 9 8 8 . 7 7 7 . 7 9

T i p o d e C a m b i o 2 . 6 5 S / . / U S $ F . C . 6 5 . 0 % % E H P 2 4 . 9 %

N o t a s :P P M P r e c io d e P o t e n c ia M a r g in a l .

P C S P T P e a je d e C o n e x ió n a l S is t e m a P r i n c ip a l d e T r a n s m is ió n ( F i ja d o e n M a y o d e c a d a a ñ o ) .

P P B P r e c io d e P o t e n c ia e n B a r r a .

C P S E E C a r g o p o r P e a je S e c u n d a r io E q u iv a le n t e e n E n e r g í a ( F i ja d o e n M a y o d e c a d a a ñ o ) .

P E M P P r e c io d e E n e r g í a M a r g in a l e n H o r a s P u n t a .

P E M F P r e c io d e E n e r g í a M a r g in a l e n H o r a s F u e r a d e P u n t a .

F . C . F a c t o r d e C a r g a A n u a l d e l S is t e m a .

% E H P P o r c e n t a je d e la E n e r g í a T o t a l c o n s u m id a e n e l B lo q u e d e P u n t a p a r a lo s p r ó x im o s 4 a ñ o s .

P r o m e d i o C o s t o m e d io d e la E le c t r i c id a d a N iv e l G e n e r a c ió n , p a r a e l F . C . y e l % E H P d e l s is t e m a .

P r o m e d io = P P B / ( 7 . 2 * F . C . ) + P E M P * % E H P + P E M F P * ( 1 - % E H P ) + C P S E E

Para el período posterior a la entrada en servicio de la Central Térmica de Mollendo,es decir para la situación después de la ampliación del Sistema Principal deTransmisión (LT Socabaya-Cerro Verde), las Tarifas en Barra en moneda nacional,calculadas a la fecha, serían como se muestra en el Cuadro N° 3.20.

Cuadro Nº 3.20

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL

Sub Estación PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFS/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh

Machupicchu 12.63 3.66 16.29 7.72 6.40 Cachimayo 13.51 3.66 17.18 8.26 6.88 Dolorespata 13.75 3.66 17.41 8.41 7.01 Quencoro 13.76 3.66 17.43 8.43 7.03 Combapata 14.75 3.66 18.41 8.18 6.70 Tintaya 15.71 3.66 19.38 8.85 7.41 Ayaviri 16.42 3.66 20.08 0.68 9.13 7.60 Azángaro 16.77 3.66 20.43 0.99 9.27 7.69 Juliaca 17.24 3.66 20.90 1.93 9.45 7.79 Callalli 15.48 3.66 19.14 8.80 7.74 Santuario 15.15 3.66 18.81 8.79 7.85 Socabaya 15.50 3.66 19.16 8.95 7.96 Toquepala 15.87 3.66 19.53 8.97 7.99 Aricota 138 15.82 3.66 19.48 8.89 7.94 Aricota 66 15.82 3.66 19.48 8.89 7.94 Tomasiri 17.85 3.66 21.51 0.49 9.08 7.73 Tacna 18.58 3.66 22.25 0.88 9.19 7.61 Cerro Verde 15.57 3.66 19.23 8.98 7.98 Mollendo 15.16 3.66 18.82 8.77 7.79

RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº 012 … · 2000 2336 14712 71.9% 5.0% 5.0%...

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